渤海岐南断阶带的石油富集规律与勘探开发的指导思想

回顾了渤海西部海域岐南断阶带的石油勘探开发历程，论述了基本石油地质条件、油田（藏）的特点及石油富集规律。针对该带以复杂断块、中小油田为主，油田成群分布，轻质原油、近岸、水浅的特点，提出了提高油气勘探开发经济效益应遵循的指导思想和主要技术措施。     

歧南断阶带油气聚集因素探讨

歧南断阶带紧邻歧口凹陷,油气源充足;明化镇组下段-馆陶组上段和沙河街组一段—二段两套储盖组合配置良好.圈闭和运移条件成为控制油气聚集的重要因素.不同类型构造圈闭聚集油气的能力不同.地层与断层的组合关系制约着上第三系油气运移方向和富集位置.上第三系油气藏主要沿海1、海4继承性大断层分布.     

歧南断阶带温度压力场研究

综合分析各种地质、地球化学和地震资料并结合动态模拟技术，探讨了歧南断阶带的温度压力场特征及其演化规律。研究结果表明，歧南断阶带经历过多期复杂的热事件，古地温梯度明显高于现今地温梯度，热流体活动强烈，现今剖面压力系统由浅部正常压力，中部弱超压和深部强超压3个部分组成，断层的发育特征对超压的分布具明显且重要的控制作用，古压力场的演化经历了原始积累，部分释放，缓慢再积累和快速再积累4个阶段。     

歧南断阶带温度压力场研究

综合分析各种地质、地球化学和地震资料并结合动态模拟技术,探讨了歧南断阶带的温度压力场特征及其演化规律。研究结果表明,歧南断阶带经历过多期复杂的热事件,古地温梯度明显高于现今地温梯度,热流体活动强烈。现今剖面压力系统由浅部正常压力、中部弱超压和深部强超压3个部分组成,断层的发育特征对超压的分布具明显且重要的控制作用;古压力场的演化经历了原始积累、部分释放、缓慢再积累和快速再积累4个阶段。     

歧南断阶带沙一段重力流类型及勘探潜力分析

以岩心、测井、地震及分析化验资料为基础,对歧南断阶带沙一段重力流沉积形成机制、识别特征及沉积模式进行研究。结果表明:研究区沙一段重力流沉积机制共分为滑动滑塌、泥质碎屑流、砂质碎屑流及浊流4种类型;受断层活动对古地貌的影响,研究区平面上向凹陷中心方向依次发育滑动滑塌沉积、碎屑流沉积及浊流沉积。在此基础上,从重力流沉积发育位置、圈闭条件及储层物性3个方面对4种成因重力流砂体的勘探潜力进行了分析,认为砂质碎屑流成因的湖底扇中扇亚相砂体沉积勘探潜力最大,其次为滑动滑塌成因砂体,浊流成因砂体次之,泥质碎屑流成因的内扇亚相砂体潜力最差。     

断裂密集带油气差异富集主控因素探讨——以歧口凹陷歧南断阶带为例

为研究歧南断阶带油气成藏规律,以三维地震、钻井、测井、岩心等资料为基础,利用断裂密集带划分,累计隆起幅度和盖层断接厚度计算等研究方法,分析了渤海湾盆地歧南断阶带中浅层油气平面和垂向差异富集规律,并建立了油气成藏模式。结果表明,①歧南断阶带内以似花状断裂密集带为主,走向北东向和北东东向,其中以发育背形断裂密集带为主;②平面上,油气主要富集区域位于断裂密集带内部及边部,内部油气富集程度较边部高,从断裂密集带类型分析,油气主要富集于背形断裂密集带,背形断裂密集带内累计隆起幅度控制着油气富集程度;③垂向上,东营组下段泥岩盖层断接厚度控制断裂密集带内中浅层的油气聚集;④背形断裂密集带内累计隆起幅度较大且东营组下段泥岩盖层断接厚度小于50 m的区域,油气可穿越东营组下段泥岩盖层在中浅层富集。该项成果可为研究区下一步的勘探评价提供参考。     

歧口凹陷歧南断阶带沙二段浊积扇沉积特征

歧口凹陷歧南断阶带的主要含油层系为沙河街组沙二段,浊积扇是其最发育的沉积相,也是最有利的储层。根据岩心、录井、测井及地震资料,对歧南断阶带沙二段储层的沉积特征进行了综合分析。结果表明,研究区浊积扇岩石类型为岩屑长石砂岩、长石砂岩,粒度概率曲线以弧形为主,沉积构造可见浊流构造和典型鲍马序列,浊积扇主要是受同沉积断层海四断层控制。根据其沉积背景和沉积特征,建立了该区浊积扇的沉积模式,其中位于中扇的辫状水道微相砂体物性好,是有利的储集相带,深湖暗色泥岩为主要的烃源岩和盖层,因此歧南断阶带沙二段具有优越的隐蔽油气藏形成条件,是油气进一步勘探开发的有利目标。     

歧南断阶带深层沙二段砂岩成岩演化特征与孔隙保存

歧南断阶带的成岩－孔隙演化模式表明，研究区内特定的成岩－孔隙演化史有利于深层沙河街组二段砂岩孔隙的保存。这一演化史的典型特征包括：储层深埋时间短；烃类流体侵入砂岩孔隙较早；快速埋藏期间的超压流体活动；碳酸盐胶结不普遍；石英的压溶作用受到抑制。各成岩动力学过程与孔隙演化之间的时空组合是导致研究区深部发育砂岩储层的直接原因。深层砂岩孔隙的发育程度及保存状况与各成岩动力学过程间的匹配关系极为密切。     

歧南断阶带深层沙二段砂岩成岩演化特征与孔隙保存

歧南断阶带的成岩-孔隙演化模式表明,研究区内特定的成岩-孔隙演化史有利于深层沙河街组二段砂岩孔隙的保存.这一演化史的典型特征包括:储层深埋时间短;烃类流体侵入砂岩孔隙较早;快速埋藏期间的超压流体活动;碳酸盐胶结不普遍;石英的压溶作用受到抑制.各成岩动力学过程与孔隙演化之间的时空组合是导致研究区深部发育砂岩储层的直接原因.深层砂岩孔隙的发育程度及保存状况与各成岩动力学过程间的匹配关系极为密切.     

歧南断阶带沙一段湖底扇沉积及砂体展布特征

针对歧南断阶带沙一段合采层间矛盾突出、储层展布认识不清的问题,运用岩心、地震等资料,对研究区沙一段沉积相类型及沉积模式进行研究。结果表明：研究区沉积相类型为湖底扇相,砂体主要分布于断层活动较弱的横向背斜位置处。结合古地貌及砂体展布特征建立了研究区沙一段湖底扇相沉积模式。砂体平面呈朵状,向凹陷中心方向依次发育内扇、中扇、外扇3种亚相,中扇亚相成藏潜力最高,其次为内扇亚相,外扇亚相潜力较差。该研究为区域内后期勘探部署及开发调整提供了地质依据。     

歧北潜山带——渤西石油勘探新领域

根据地球物理勘探资料确认的歧北潜山带具有优越的石油地质及经济地理条件,是渤西海域油气勘探的新领域.本文从区域结构、油气聚集、油气藏模式等方面对歧北带进行论证,并提出勘探部署建议.     

岩石地层界面的追踪对比在滚动勘探开发中的实用意义——以辽河西部凹陷西斜坡为例

盆地的勘探都要经历区域普查、区带详探和局部目标区的滚动开发勘探等几个阶段。在地层划分和对比中,早期主要是利用生物地层学、年代地层学、构造地层学、地震地层学、层序地层学和大旋回的岩石地层学方法,建立盆地的地层格架。但到了滚动勘探阶段,油田的勘探成熟度已相当高,钻井、开发资料非常丰富,不论是勘探上的滚动扩边,还是开发上的小层对比,在地层的划分对比中,我们具体研究的就是岩石地层界线。对于存在侧向加积的陆相斜坡沉积,岩相界面与时间界面间的交角可能大于零。但具体到局部区域的滚动勘探开发,这种影响我们不作为重点进行考虑。目前现场实施中,具体操作的就是以研究岩石物理界面的三维空间展布为主要内容的岩石地层界面。     

江苏油田高勘探区复杂断块油藏的滚动勘探开发

江苏油田地表水系发达,地下断块油藏错综复杂,属于典型的断块小油气藏发育区。油藏类型复杂、规模小,非均质性强、工作难度大。复杂的地质条件和地面施工条件导致勘探与开发阶段无法明确区分,有利于实施滚动勘探开发这一方法。江苏油田在滚动勘探开发中,将勘探任务与开发部署紧密结合,按照滚动勘探、滚动评价、滚动开发的工作程序来统筹安排和部署油气勘探开发研究与生产工作。滚动勘探开发工作中的关键技术与主要方法包括三维构造精细解释与早期油藏评价、关键井实施与重新评价、多学科紧密结合与概念设计、方案论证与方案优化等内容。江苏油田通过实施滚动勘探开发,不仅发展和形成了许多关键技术,也取得了可观的经济效益,储量、产能增长幅度高于“八·五”以前任何发展时期。确实体现了勘探开发一体化,增储上产一体化,勘探开发综合效益一体化。     

我国近海半地堑的石油地质特点及石油勘探开发发展战略

初步总结了我国近海石油地质条件和石油富集的基本特点.在此基础上,结合各盆地的具体石油地质条件,指出了我国近海石油勘探开发的战略方向主要是渤海的中部、辽西及珠江口盆地北部凹陷带,并认为在南海北部西区及东海盆地西部勘探,可望取得新的突破.我国近海石油勘探开发发展战略应该立足于加快发展渤海,继续发展南海北部东区,争取南海北部西区和东海新突破.我国近海15年(1996～2010年)石油勘探开发规划可能提前到2005年实现,到2010年我国近海石油年产量将达到2000万t以上.     

人工智能和GIS在石油勘探开发中的集成应用探讨

针对目前人工智能和GIS技术在石油勘探开发领域的应用现状及其优缺点进行分析论述。提出一个将二者在实际应用中进行无缝集成的基本思路和框架,并以构建集数据录入,数据管理和智能化分析为一体的智能化决策支持系统为目标,从数据集成、软件集成和应用集成等方面对相关问题做了讨论。     

从渤海周边陆上油气分布规律看海域的找油方向

在综合分析、对比渤海海域与其周边陆上辽河、冀东、大港和胜利4个油气区油气田数量与规模,主力生油层系、油气聚集单元、油气富集类型和油气富集构造带的分布等方面的规律和异同的基础上,指出了为实现渤海海域新增20亿吨地质储量目标的战略方向,并提出了5点建议.     

数据挖掘技术在石油勘探与开发中的研究及应用

数据挖掘为未来三到五年内将对工业产生深远影响的五大关键技术之一,本文对石油勘探开发数据挖掘技术的关键技术—可视化聚类挖掘工具进行了论述,阐述了分类算法的常见工具,并且就数据挖掘技术在石油勘探开发管理中的应用作出了初步分析,结合新疆塔里木地区一组测井数据实例说明利用数据挖掘技术进行的建模和地层识别的流程,最后对石油勘探开发数据挖掘技术的特点和急待解决的问题进行了总结。     

NEOGENE OIL AND GAS RESERVOIRS IN THE PROGRESO BASIN, OFFSHORE ECUADOR AND PERU: IMPLICATIONS FOR PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT

The Progreso Basin is an Oligocene to Recent forearc basin of pull‐apart/translational origin. In Peru, the basin contains proven petroleum reservoir sandstones of Early Miocene age at the Albacora field and the Barracuda‐4 well. In Ecuador, Middle Miocene sandstones tested oil at well Golfo de Guayaquil‐1, and Middle/Upper Miocene and Pliocene (?) sandstones produce gas at the Amistad field. Neogene sandstones are dominated by litharenites and feldspathic litharenites derived from uplifted and eroded Andean, Amotape (metamorphic), and oceanic crustal terranes. These are interpreted to have been deposited in neritic, brackish/coastal, and continental environments with locally steep gradients. The oil‐producing sandstones at Golfo de Guayaquil‐1 (∼12,300 to 12,418 ft RKB) and a gas‐producing sandstone of anomalously high porosity and permeability at Amistad‐1 (9,870 to 9,895 ft RKB) are of interpreted fluvio‐deltaic origin. Sidewall core and wireline log data indicate that reservoir storage capacity is good to very good. Porosity ranges from 15% to 30%, and is consistently greater than 20% where overburden is less than 10,000 ft. Compaction is the principal porosity occluding mechanism; sequential precipitation of authigenic chlorite, clinoptilolite (zeolite), and authigenic calcite has occluded porosity to a variable extent. Porosity preservation is assisted by disequlibrium compaction related to overpressuring throughout the basin. Reservoirs at the Amistad field have variable flow capacity. While the permeability of many sandstones is less than 20 mD, other sandstones, with probable Darcy‐scale permeability, have sustained commercial flows of gas since the onset of production in 2002. The flow capacity of offshore Peruvian reservoirs is limited. The most productive well at the Albacora field flowed at an average rate of only 451 b/d oil prior to abandonment. DST data from the Amistad field and the interpreted fluvio‐deltaic environment of deposition of some sandstones indicate that stratigraphic compartmentalization can be expected locally. Structural compartmentalization due to faulting occurs at Albacora field and is likely in other tectonically active areas. The sands are multistoried; they are interbedded with mudrocks and they typically are on the order of 100 ft or less in thickness. Gross‐sand thickness decreases westward and reservoir‐presence risk increases westward due to a number of factors including increasing distance from the sediment source; erosion of Miocene strata and complete truncation of Pliocene strata at an intra‐Pleistocene unconformity; onlap of the Neogene sequence onto the accretionary complex; and the presence of local bathymetric highs related to active mud diapirism.